Материал: Методы добычи тяжелых нефтей в Удмуртии

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

бурят в крепких породах и с самого начала необходимо создавать большие осевые нагрузки

3.Разработка параметров режима бурения.

Режимно-технологические карты. После завершения обработки материалов по пробуренным опорно-технологическим скважинам составляется типовая режимно-технологическая карта для бурения на данной площади.

Режимно-технологические карты, как правило, состоят из четырех частей: 1) режимной; 2) инструктивной; 3) оперативного графика; 4) общей части.

Режимная часть карты включает для каждого стратиграфического горизонта оптимальный режим бурения. В инструктивной части даются рекомендации по предотвращению возможных осложнений и наиболее эффективные меры по борьбе с ними. В режимной и инструктивной частях карты указываются пути увеличения механической скорости проходки скважины. Чтобы буровая бригада в процессе проходки скважины могла определять, как успешно осуществляется процесс бурения, строится оперативный график, в котором отражаются ожидаемая механическая скорость проходки и предполагаемые затраты времени на все операции по интервалам бурения. В общей части карты приводятся организационно-

технические мероприятия, обеспечивающие предусмотренную в предыдущих частях карты технологию бурения и ожидаемые показатели проходки скважин.

Особенности режима бурения роторным способом. Тип долота должны выбирать в соответствии с «Комплексной методикой классификации горных пород геологического разреза, разделения его на характерные пачки пород и выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот для эффективного разбуривания нефтяных и газовых месторождений» (РД 39-2-52

— 78, М., ВНИИБТ, 1980).

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ нужно учитывать следующее: верхнему уровню осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных,

вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-

глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных осевых нагрузках на долото;

в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

Частота вращения ротора должна отличаться от критической частоты вращения пкр, при которой совпадают поперечные и продольные колебания бурильной колонны. Критические частоты вращения (с точностью до ±15%) и

длины колонн lкр, при которых возможно наложение поперечных и продольных колебаний, приведены в табл. 1.

Таблица 1

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Наиболее опасно применение критической частоты вращения при наименьшей критической длине колонны.

Во многих случаях при бурении в мягких неабразивных породах существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140—200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору веса.

Поэтому нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показателях индикатора веса при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20—25 % против величины,

создаваемой при низкооборотном режиме в тех же случаях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора.

Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными опорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота,

резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.)

твердосплавных зубков и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

где рт— перепад давления в турбобуре; pо — давление на выкиде буровых насосов.

Так как в процессе бурения скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (необходимо было бы по мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и соответственно изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине, несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее, остался постоянным).

Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры неодинаковых типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.

Правила эксплуатации турбобуров. Каждый новый турбобур,

получаемый с завода, перед отправкой на буровую проходит проверку в турборемонтном цехе предприятия бурения. Проверяются крепления гайки,

переводки, ниппеля и вращение вала. Турбобуры снабжаются предохранительным колпаком на валу и заглушкой в переводнике во избежание засорения и засорения и порчи турбины во время транспортировки и хранения.

Каждый турбобур имеет заводской паспорт в одном экземпляре и вкладную карточку, представляющую собой учетную карточку работы и ремонта турбобура. Перед спуском в скважину нового или поступившего из ремонта турбобура следует проверить его работу на поверхности. Для этого